Projeto-piloto deve começar em 2010 e vai definir como será a extração do combustível em águas ultraprofundas

Irany Tereza - O Estado de São Paulo

A Petrobrás fará, no início de 2009, o teste de longa duração que determinará o volume exato das reservas do campo de Tupi, a primeira grande descoberta em águas ultraprofundas da Bacia de Santos. Será esse o campo - com estimativa inicial de conter entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo - que vai definir a tecnologia adotada na produção em toda a chamada camada de pré-sal, revela uma fonte da estatal. Mas o projeto-piloto somente entrará em operação em 2010 e a produção plena, em 2012, na melhor das hipóteses.

No Golfo do México já há produção de petróleo em pré-sal, mas a profundidade não ultrapassa 5 mil metros. Aqui, esses campos terão de produzir a 7 mil metros de profundidade, em média. Somente na fase de exploração foram gastos US$ 420 milhões na perfuração dos sete poços.

By Jonathan Wheatley in São Paulo and Dino Mahtani in London

Financial Times

The discovery of what could be massive oil reserves off the coast of Brazil, announced last week, has the potential to transform its oil industry and catapult the country up the league table of oil-producing nations.

“We could be heading to the same level as Saudi Arabia and Venezuela,” said Dilma Rousseff, chief of staff to President Luiz Inácio Lula da Silva.

She was, perhaps, letting herself be carried away by the euphoria of the moment. Nevertheless, many analysts agree that the discovery has the potential to transform Brazil’s role in the region and the world, making it more confident in the pursuit of goals such as a permanent seat on the United Nations Security Council and membership of the G8 group of leading industrialised nations.

Last week’s news centred on the Tupi field – at present, little more than a couple of exploratory wells 280km off Brazil’s coast in the Santos Basin. But those two wells have confirmed that the field holds between 5bn and 8bn barrels of oil, not far short of the entire reserves of Norway, which were 8.5bn last year, according to figures from BP. The field, potentially, would add more than 50 per cent to Brazil’s 14.4bn barrels of proven reserves of oil and natural gas equivalent.

Yet Tupi could be just the start. Its oil is trapped under a giant salt shelf, 800km long, 200km wide and up to 2,000 metres thick. Its average thickness is about 500 metres, according to Nilo Azambuja of HRT, a Rio de Janeiro company that provides geological services to Petrobras, Brazil’s publicly controlled oil company.

The Tupi field lies at a depth of 6,000 metres, beneath 2,000 metres of sea and 4,000 metres of rock and salt.

“The salt presents enormous operational difficulties,” Mr Azambuja says. The first is that it absorbs seismic waves, making it much harder to “see” what lies beneath. The second is that, under great heat and pressure, the salt is “plastic”, meaning that wells are hard to drill and collapse easily.

Nevertheless, Petrobras and its partners have sunk 15 wells through the salt layer and analysed the results of eight: four in the Santos Basin, one in the neighbouring Campos Basin and three further north off the coast of Espírito Santo state.

“All the wells tested have given positive results,” Sergio Gabrielli, president of Petrobras, told the FT last week. “All of them confirmed the same conditions and structures as Tupi.”

The discovery suggests that all the oil so far produced off Brazil’s coast has seeped through the salt layer, picking up impurities along the way – which is why it is low-quality, heavy crude. The oil under the salt is lighter, high-quality oil. And there is a lot of it. “It’s very big. I can’t say more than that,” Mr Gabrielli said.

Matthew Shaw, an analyst at energy consultants Wood Mackenzie, says the Tupi find opens the possibility of exploiting “tens of billions of barrels” in the area – although the truth can only be known with more drilling.

The Brazilian government is nevertheless taking precautions now, removing 41 blocks from an exploration acreage auction planned for this month, to assess their true potential and perhaps consider asking for better terms from companies that might consider developing them. The blocks removed are all located over the salt shelf.

Mr Gabrielli said production from Tupi could begin in 2011, with a pilot project producing 100,000 barrels a day. Production would scale up to several times that amount over later years.

But industry analysts say the task ahead is complex and that the cost of developing Tupi could reach $50bn. Across the industry, oil companies are already straining under the burden of escalating costs and a scarcity of skilled engineers and rigs.

Mr Gabrielli told the FT in August that it would be a “real challenge” to pull off the management of his company’s projects. “Supply chains are under stress,” he said.

* Celso Ming para O Estado de São Paulo

A ministra-chefe da Casa Civil, Dilma Rousseff, antevê um belo futuro para o Brasil enquanto potência energética: “Seremos grandes exportadores de petróleo.”

Para o presidente da Petrobrás,Sérgio Gabrielli, o petróleo e o gás recuperáveis das jazidas compreendidas nas novas fronteiras de petróleo, abaixo da camada de sal, puxarão as reservas,hoje entre 17 bilhões e 20 bilhões de barris, para algo entre 70 bilhões e 100bilhões de barris.

São apostas. É como contar com os ovos da galinha ao longo de certo tempo. Os ovos não estão lá,mas podem vir a estar,desde que tudo se comporte como imagina o dono do galinheiro.

Em todo o caso, há justificativas para as projeções da ministra e do presidente da Petrobrás. O que já se sabe é suficiente para produzir conseqüências econômicas – algumas imediatas. Uma delas é a de que,uma vez confirmadas perspectivas tão promissoras para o petróleo e o gás, num quadro de escassez global, crescerá o nível de interesse por sua exploração. Só isso deverá trazer enxurrada de capitais novos para o Brasil, além dos que já vinham sendo aguardados, só porque, dentro de alguns meses,a dívida do Brasil será promovida na tabela de qualificação de risco e terá o grau de investimento.

Ontem, o economista-chefe da corretora Hedging Griffo (Grupo Credit Suisse), Elsom Yassuda, quantificou a condição exportadora anunciada pela ministra Dilma Rousseff. Avaliou que, em alguns anos, o Brasil poderá faturar US$ 20 bilhões por ano (cerca da metade do superávit comercial deste ano) apenas com exportações de petróleo.

Se essas expectativas se confirmarem,será preciso ver como essas receitas não se tornarão “riqueza maldita”, como aconteceu em outras paragens.

Para ser mais específico, a forte entrada de recursos em moeda estrangeira leva o risco de causar exagerada valorização do real e, mais do que já possa estar ocorrendo, prejudicar a competitividade do produto brasileiro.

Um dos principais objetivos da anunciada criação de um fundo de riqueza soberana no Brasil é desviar do câmbio interno certo volume de recursos em moeda estrangeira e, assim, evitar novas valorizações do real.

Essa é a principal razão pela qual não faz sentido usar esses recursos nos investimentos em infra-estrutura no País, como algumas autoridades aventaram. Se tivessem essa finalidade, esses recursos teriam de ser convertidos em reais e, outra vez, produziriam impacto sobre o câmbio,justamente o que se quer evitar.

O ministro Guido Mantega afirmou que esse fundo será criado tão logo as reservas externas do Brasil atingirem US$ 180 bilhões.Como,em novembro,as reservas têm crescido acima de US$ 900 milhões por dia útil e ontem estavam em US$ 172,5 bilhões, conclui-se que, antes do fim do mês, esse nível poderá ser ultrapassado.

Não estão claras as fontes de recursos em reais com os quais o Tesouro ou o Banco Central comprarão os dólares que formarão o fundo. No Chile, na Noruega e na Rússia, essa transferência direta de receitas de exportação para fundos soberanos administrados no exterior é facilitada porque as receitas são obtidas por empresas públicas. No Brasil, a maior parte dessas receitas e os recursos de investimento são do setor privado.

CELSO MING

Francisco Góes, Rafael Rosas e Ana Paula Grabois
Valor

A Petrobras anunciou ontem a descoberta de uma nova província petrolífera, situada em mar a grandes profundidades, abaixo de uma camada de sal, capaz de colocar o Brasil, no futuro, entre os maiores países do mundo em termos de reservas de óleo e gás. O anúncio foi acompanhado pela aprovação de uma resolução no Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) determinando a exclusão de 41 blocos que seriam leiloados na 9 Rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo (ANP), nos dias 27 e 28 deste mês. Estes blocos estão na área de influência da nova fronteira exploratória e têm grande potencial de descobertas.

No campo de Tupi, na Bacia de Santos, que fica dentro da nova província petrolífera, a Petrobras estimou volume recuperável de óleo leve de alto valor comercial (28 graus API) entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo e gás natural. Só esta descoberta poderá aumentar em mais de 50% as atuais reservas de petróleo e gás natural do país, que somam 14,4 bilhões de barris de óleo equivalente (Boe).

O presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, disse que quando toda a nova província petrolífera estiver sendo explorada, o Brasil deve ficar entre as oito ou nove maiores reservas do mundo. Hoje, a 8 posição no ranking de reservas mundiais de óleo e gás é da Venezuela, com 107 bilhões de barris de óleo equivalente. A Nigéria, 9 colocada, aparece com 69 bilhões de Boe. O Brasil ocupa a 24 posição, com 14,4 bilhões de Boe.

O diretor de exploração e produção da Petrobras, Guilherme Estrella, adiantou que a intenção da estatal é implantar um projeto-piloto de produção na área de Tupi, associado à produção de gás, de cerca de 100 mil barris/dia, a partir de 2010-2011. A Petrobras é a operadora do campo de Tupi, no qual tem participação de 65%. O restante está nas mãos da britânica BG, com 25%, e da Petrogal - Galp Energia, com 10%.

A ministra-chefe da Casa Civil, Dilma Rousseff, disse que a decisão do CNPE de retirar os 41 blocos da rodada da ANP se baseou no interesse nacional: “É a preservação dos interesses do país diante da descoberta de uma riqueza de proporções significativas”, afirmou a ministra, após participar, na sede da Petrobras, no Rio, de reunião extraordinária do CNPE, que contou com a presença do presidente Lula. Dos 312 blocos previstos na rodada, sobram agora 271.

Dilma negou que a medida tenha viés estatizante e comparou a situação ao cancelamento das concessões rodoviárias que, depois de terem as condições modificadas, foram leiloadas. “O mesmo nos propomos a fazer para os blocos retirados da rodada”, disse a ministra. A ação representa, segundo ela, a preservação da soberania do país, do desenvolvimento da indústria. O objetivo será analisar como irá se explorar a nova riqueza petrolífera. Dilma avaliou que a nova província petrolífera fará o país mudar de patamar, saindo de uma posição intermediária para o primeiro escalão na produção de petróleo, passando a exportador.

A resolução n 6 do CNPE, aprovada ontem, também determina ao Ministério de Minas e Energia e à ANP a adoção das providências necessárias para a conclusão da 8 Rodada de Licitações, que foi interrompida por decisões judiciais. Dos 284 blocos previstos, com foco em gás natural e óleo leve, só 38 foram arrematados devido a duas liminares judiciais. As liminares, derrubadas depois pelo Supremo Tribunal Federal (STF), foram motivadas pela limitação imposta pela ANP no edital ao número de blocos que uma empresa operadora poderia arrematar.

O ministro de Minas e Energia. Nélson Hubner, presidente do CNPE, disse que a resolução do conselho determina rigorosa observação dos direitos adquiridos e atos jurídicos perfeitos, relativos às áreas concedidas ou arrematadas em leilões da ANP. A resolução também levará o Ministério de Minas e Energia a avaliar, a curto prazo, as mudanças necessárias no marco legal que contemplem “um novo paradigma de exploração e produção de petróleo e gás natural” em decorrência da nova província petrolífera.

A nova fronteira exploratória se estende por mais de 800 quilômetros, de Santa Catarina ao Espírito Santo, e tem até 200 quilômetros de largura. Inclui as bacias do Espírito Santo, Campos e Santos, em rochas denominadas pré-sal, espécie de “segundo subsolo” das bacias petrolíferas. Segundo a Petrobras, o pré-sal são rochas reservatórios que se encontram abaixo de extensa camada de sal. Os reservatórios situam-se em lâmina d´água que varia de 1,5 mil a 3 mil metros de profundidade. Para chegar até eles, é preciso furar ainda 3 mil a 4 mil metros de rocha.

Para atingir as camadas de pré-sal, entre 5 mil e 7 mil metros de profundidade, a Petrobras desenvolveu novos projetos de perfuração. Nos últimos dois anos, foram perfurados 15 poços, com investimentos de US$ 1 bilhão, que atingiram as camadas pré-sal. Do total, oito poços responderam de forma positiva em produção. Os reservatórios perfurados na Bacia de Santos são semelhantes aos da Bacia do Espírito Santo, o que, para a Petrobras, reforça a hipótese de extensão dos reservatórios na área.

Gabrielli disse que o plano de investimentos da empresa, que prevê aplicação de US$ 112 bilhões até 2012, não contempla investimentos no pré-sal. “Provavelmente o valor vai subir.” O diretor de Abastecimento da estatal, Paulo Roberto Costa, disse que a entrada em operação do campo de Tupi, em camada de pré-sal na Bacia de Santos, prevista para acontecer em até seis anos, contribuirá para redução das importações de óleo leve e diesel feitas pela companhia.

Hoje, segundo o executivo, a Petrobras importa 300 mil barris diários de óleo leve. Gabrielli disse que das áreas com possibilidade de ocorrência de hidrocarbonetos na camada de pré-sal do litoral brasileiro, cerca de 25% estão atualmente sob concessão. Desses 25%, a Petrobras atua em 70% dos blocos, sozinha ou em parceria. Segundo Guilherme Estrella, a previsão é declarar a “comercialidade” de um primeiro campo na área do pré-sal, no Espírito Santo, em 2009. “Confirmando-se os testes na área de Parque das Baleias, vamos interligar o poço à plataforma já instalada no Espírito Santo.”.

O diretor disse que a tecnologia de produção para operar neste tipo de campo está disponível, mas o custo é alto. “A tecnologia vai ser aplicada na redução de custos”, disse Estrella. Ele salientou que os campos estão situados a 250 quilômetros da costa. Ele também informou que a Petrobras está em contato com empresas que detêm tecnologia para aproveitamento do gás dos campos no próprio local. Uma alternativa é instalar térmicas flutuantes que poderiam enviar energia para o continente por meio de cabos submarinos. (* Do Valor Online)

Como o presidente da Petrobras pretende transformá-la num gigante da energia

ALEXA SALOMÃO

Portal Época

Com planos de investir US$ 112,4 bilhões até 2012, a Petrobras deverá representar 10% de todo o Produto Interno Bruto (PIB), segundo o cálculo de seu presidente, o economista José Sérgio Gabrielli. Para sustentar tamanho crescimento, a estatal tem o desafio de ultrapassar seu papel de exploradora de petróleo e se transformar naquilo que Gabrielli chama de “empresa integrada de energia”, que atua nos mercados de petróleo, gás, energia elétrica e biocombustíveis. Ele conversou com ÉPOCA ao final do Fórum de Desenvolvimento Sustentável, realizado na semana passada em São Paulo.

Época – O senhor diz que o futuro da Petrobras é ser uma empresa integrada de energia, e não só de petróleo. O que significa isso?
José Sérgio Gabrielli – Na área de energia, as empresas operam em atividades separadas: na exploração de petróleo, no transporte de combustível, no refino, na petroquímica ou no gás. Há também grandes empresas que trabalham só com biocombustíveis. A Petrobras quer fazer tudo isso. Ser uma empresa integrada de energia. Nosso projeto é transformar a companhia em uma das cinco maiores empresas de energia do mundo. E vamos investir US$ 112,4 bilhões até 2012 para concretizar esse projeto. Depois dessa fase, em 2020, a Petrobras deverá representar 10% do Produto Interno Bruto do Brasil.

Época – Qual é a política da Petrobras para os biocombustíveis?
Gabrielli – Temos duas políticas para os biocombustíveis. Uma para o etanol e outra para o biodiesel. No caso do etanol, já temos uma indústria madura. Há centenas de produtores de etanol e temos uma cadeia produtiva estabilizada no Brasil. O problema é ampliar a produção mundialmente e abrir mercados consumidores para transformar o etanol em um combustível global. Achamos que a Petrobras tem um papel importante na logística e na venda – na expansão internacional do comércio de etanol. Seja pelo aumento das exportações brasileiras, seja pela expansão do mercado consumidor internacional do etanol. No biodiesel é diferente. Seu mercado está apenas nascendo. Há poucas indústrias. Existe a necessidade de montar uma cadeia produtiva, principalmente na área de agricultura familiar. A Petrobras acha que pode desempenhar um papel importante nessa estruturação. Para o biodiesel, nós queremos ter uma postura mais ativa. No etanol, estamos concentrados na venda e na logística. Como os dois setores sofrem ameaça de alteração tecnológica, a Petrobras também atua na pesquisa.

Época – Os produtores de etanol estão preocupados com o projeto de lei que o governo está elaborando…
Gabrielli – Eu não conheço o projeto.

Época – Mas o senhor deve acompanhar as notícias divulgadas pela imprensa…
Gabrielli – Não comento notícias da imprensa. Nem tudo o que a imprensa diz é verdade. Eu sofro com isso todos os dias. Desculpe, mas não vou comentar.

Época – Então repasso para o senhor a preocupação dos empresários com quem conversei. Eles temem que a Petrobras passe a controlar o setor.
Gabrielli – Não é nosso interesse monopolizar nem substituir o setor privado. Nós temos uma associação com uma empresa japonesa (a Nippon Alcohol Banhai) que está desenvolvendo um modelo de importação do etanol do Brasil pelo Japão. Temos também um estudo, que está em fase final, para a construção de um alcoolduto que vai permitir novos projetos no interior do país e levar a produção até o porto para ser exportada. Também estamos montando frotas especializadas no transporte de etanol. Com outra empresa japonesa, a Mitsui, estamos entrando na produção de etanol, mas por meio de associações minoritárias. Essa é nossa atuação. Não mais que isso.

Época – Como ficará a geopolítica do petróleo no futuro com a expansão dos biocombustíveis?
Gabrielli – Nossa visão é que o petróleo, o carvão e o gás vão continuar desempenhando um papel muito importante na matriz energética mundial até 2020. O que vai mudar são as exigências ambientais. Teremos de ser mais eficientes. Precisaremos reduzir os impactos das emissões. Mas a mudança mais importante vai acontecer no setor de transportes. Até 2020, pelas nossas previsões, 25% dos combustíveis que vão alimentar os carros, ônibus, caminhões e aviões serão renováveis. Hoje, essa taxa não passa de 3%. Por causa da condição excepcional que o Brasil tem na área de biocombustíveis, estamos muito bem situados para explorar essa transformação. Nos próximos anos, a participação do álcool será de 56% do mercado nacional. Isso é um desafio para nós.

Época – Como uma empresa de petróleo pode ser sustentável?
Gabrielli – Uma empresa de petróleo pode ser sustentável na medida em que ela deixa de ser só uma indústria de petróleo para ser uma empresa integrada de energia, como é o caso da Petrobras. A sustentabilidade não é apenas ambiental. Há outras dimensões, como a social. Não adianta fazer uma excelente estrutura de produção no meio de uma região absurdamente pobre e degradada. Você não pode fazer um gueto de expansão moderna no meio de uma área com miséria e desigualdade. Você tem de ter uma interação com o mundo a sua volta.

Época – Um dos projetos do governo era fazer a integração da energia na América do Sul. Ainda se pensa nisso?
Gabrielli – O mundo caminha para a formação de grandes blocos de integração regional. Há integração na Europa e na América do Norte. A integração da América do Sul está em curso. Os países dependem da importação de gás da Bolívia. A energia elétrica brasileira é exportada para países vizinhos. O mercado regional da petroquímica também está crescendo.

Época – Mas como se faz integração com parceiros como Evo Morales, na Bolívia, e Hugo Chávez, na Venezuela?
Gabrielli – Muito mais distintas eram as relações entre o Leste Europeu e a Europa Ocidental, e ainda assim os acordos foram feitos. Ao longo de 40 anos, as diferenças – e eram enormes – foram superadas, e montou-se toda a infra-estrutura do gás entre a Rússia e o Ocidente. É lógico que é um processo longo. Você precisa ter muita paciência. Precisa saber negociar. Se a Europa pôde fazer sua integração, por que a América Latina não pode?

Foto: Ana Paula Paiva/ÉPOCA